饒喜麗，文守成 (長江大學石油工程學院，湖北 武漢 430100)

我國低滲透油田超前注水開發(fā)研究進展

饒喜麗，文守成 (長江大學石油工程學院，湖北 武漢 430100)

低滲透油田的開發(fā)已成為我國陸上石油工業(yè)穩(wěn)定發(fā)展的重要途徑。闡述了國內學者針對低滲油田超前注水開發(fā)參數(shù)的研究情況，介紹了相關技術措施，以便為該類型油田的開發(fā)提供參考。

低滲透油藏；超前注水；配套技術

低滲透油層孔喉細、比表面大、邊界層影響顯著，滲流阻力大，存在啟動壓力梯度，注水壓力高，壓敏損害明顯，開發(fā)難度較大。但近年來能源需求的膨脹和原油價格上漲，低滲透油藏開發(fā)占有越來越重要的地位。目前長慶、新疆、吉林，大慶等油田都相繼開展了低滲透油藏超前注水的礦場試驗，取得了較好的效果[1-3]。超前注水是指注水井在采油井投產(chǎn)前先期投注，當?shù)貙訅毫ι仙粮哂谠嫉貙訅毫螅途偻懂a(chǎn)并保持該狀態(tài)進行開采的開發(fā)方式。利用該開發(fā)方式可以建立更有效的壓力驅替系統(tǒng)，改善水驅油兩相滲流情況，降低因地層壓力下降造成的地層傷害和油井含水率，最終提高低滲油田的開發(fā)效果[3]。下面，筆者對我國低滲透油田超前注水開發(fā)研究進展進行綜述。

1 低滲透油田超前注水開發(fā)參數(shù)的研究

1.1注水時機

采用超前注水技術開發(fā)低滲透油田，選擇適宜的超前注水時機是保壓開采的關鍵。注水時機是指確定采用注水的開發(fā)方式后按一定的配注量往地層注水的時間。車起君等[4]在安塞油田的不同開發(fā)區(qū)塊運用超前注水技術進行現(xiàn)場試驗，發(fā)現(xiàn)原始地層壓力越高，地層物性越差，所需超前注水時間越長。同時，隨著超前注水時間的延長和累積注入體積增大，單井產(chǎn)量上升。韓麗[5]從采油強度的角度對超前注水技術進行研究，分別超前注水4～6月、同步注水、滯后注水2～3月、滯后注水4～5月，發(fā)現(xiàn)采油強度均隨時間下降并最終趨于穩(wěn)定，且超前注水最終穩(wěn)定的采油強度高于同步注水，更高于滯后注水。李亮等[6]從產(chǎn)量角度探討了超前注水技術在長慶靖安油田五里灣一區(qū)的現(xiàn)場試驗情況，發(fā)現(xiàn)超前注水3個月的產(chǎn)量大于同步注水，更大于滯后注水3個月產(chǎn)量。趙春鵬等[7]利用多測點長巖心物理模擬流動實驗，研究了長慶莊19井區(qū)低滲油藏實施超前注水開發(fā)的最佳時機，發(fā)現(xiàn)在注水壓力傳播到巖心長度 32% 時可以獲得最高采收率。陳家曉等[8]從石油技術經(jīng)濟學的角度對超前注水時機進行了探討，發(fā)現(xiàn)隨著超前注水時間的增加，凈現(xiàn)值先增加后減少，最大凈現(xiàn)值對應的注水時間即為低滲透油藏超前注水的合理時機。唐建東等[9]根據(jù)油藏物質守恒規(guī)律推導出低滲油藏開發(fā)指標的計算公式，據(jù)此確定了低滲透油藏超前注水合理時機的計算方法 。杜磊等[10]對某低滲油藏進行同步注水、超前注水1～6個月的開發(fā)方式進行數(shù)值模擬分析，發(fā)現(xiàn)超前注水的效果較好，且超前注水時間越長，地層壓力恢復率和保持率越高，階段采收率越高。

1.2注水量

1)從理論分析角度進行研究 黃小亮等[11]根據(jù)物質平衡法推導出注水井的最大超前注水量的計算公式，表明最大超前注水量與單井注入水動用面積、平均有效厚度、綜合彈性壓縮系數(shù)成正比。王道富等[12]建立了低滲透油藏非線性滲流的數(shù)學模型，推導出注水強度計算公式，表明注水強度與平均地層壓力，注入水粘度、泄油面積有關。陳家曉[8]通過建立低滲透油田的綜合含水與累積耗水量、累積水油比的數(shù)學模型，推導出不同含水時期、產(chǎn)油量與合理注水量的關系式，并對西峰油田白馬和董志區(qū)塊開發(fā)初期的單井合理注水量進行了預測。

2)從室內試驗角度進行研究 趙春鵬等[7]利用特低滲長巖心和多測點物理模擬裝置，探討了特低滲油藏超前注水開發(fā)的壓力傳播特征。研究發(fā)現(xiàn)，與中高滲巖心相比，特低滲巖心液體滲流速度更小，壓力傳播速度更小，并且壓力傳播速度會越來越小。因而在低于巖石破裂壓力條件下，在注水初期可適當加大注水強度以盡快建立壓力驅替系統(tǒng)，在注水后期則應適當降低注水強度以獲得更好的注水效果。張云龍[13]采用數(shù)值模擬方法研究低滲透博興洼陷油田最佳注水量，對比了超前注水量為0.48%PV、4.1%PV、5.9%PV、7.0%PV時的采出程度，發(fā)現(xiàn)超前注水量為 0.48%PV效果較好。王文霞[14]應用數(shù)值模擬方法研究長慶油田長8油藏的超前注水量，分別采用將地層壓力提高到原始地層壓力的1.00倍、1.05倍、1.10倍、1.15倍和1.20倍的注水量進行數(shù)值模擬,發(fā)現(xiàn)當注水量為1.03%PV、地層壓力保持水平為原始地層壓力的1.10倍時,該油藏開發(fā)效果最佳。

3)從現(xiàn)場應用角度進行研究 車啟君等[4]根據(jù)安塞油田生產(chǎn)過程中的視吸水指數(shù)曲線分析了該油田合理的超前注水量，發(fā)現(xiàn)王窯區(qū)隨著注水壓力的提高日注水量上升幅度減小，而杏河區(qū)隨著注水壓力的提高日注水量上升幅度增大。并且王窯區(qū)和杏河區(qū)均在日注水量達到80m3/d 時，視吸水指數(shù)曲線出現(xiàn)拐點。因此他認為王窯區(qū)最大超前注水量不宜超過80m3/d，而杏河區(qū)最小超前注水量應在80m3/d以上。陳建宏等[15]根據(jù)壓力監(jiān)測反饋情況，對塞392區(qū)長6油藏的儲層裂縫、非均質性、射開程度等注水受控因素進行分析，發(fā)現(xiàn)超前注水井比未超前注水井產(chǎn)量遞減降低10%以上，當超前注水3個月，累積注水量達到 0.5% PV時單井產(chǎn)量增幅最大，采出程度高，綜合含水率低 。趙新智等[16]研究靖安油田大路溝二區(qū)長6超低滲透儲層特征，建議超前注水開發(fā)折算注水量PV數(shù) 0.05%～0.1% PV，注水強度不超過 5m3/(d·m)，地層壓力保持水平 110%[11]。

1.3注水井的注水壓力與生產(chǎn)井的井底流壓

1)注水井注水壓力 許多學者認為注水壓力不應超過地層破裂壓力，如王瑞飛等[17]和王道富等[12]認為超前注水時盡可能以較大的注水壓力注入，但不可超過地層破裂壓力。但有學者提出了不同的觀點，認為注水壓力可以適當超過地層破裂壓力[18]。白瑞婷等[19]認為應具體情況具體分析，針對不存在天然裂縫、吸水能力差的低滲透砂巖油藏，可采用接近或略高于油層破裂壓力的注水壓力，以滿足注水需要；針對裂縫比較發(fā)育的低滲透砂巖油藏，只能采用低于裂縫開啟、延伸壓力的注水壓力來注水 。

2)生產(chǎn)井井底流壓 張承麗等[20]認為應該盡量減小生產(chǎn)井的井底流壓，因為低滲透油藏，滲流阻力大，壓力梯度較高，采取大壓差生產(chǎn)，更有利于發(fā)揮油井的生產(chǎn)能力。王瑞飛等[17]認為低滲透油藏油井采油指數(shù)小，因而可以降低生產(chǎn)井的井底流動壓力，加大生產(chǎn)壓差以保持一定的油井產(chǎn)量，但對于飽和壓力高的低滲油藏，生產(chǎn)井井底流壓不宜低于飽和壓力。因為當流動壓力低于飽和壓力時，油井脫氣半徑可能會擴大，使液體在油層和井筒中流動條件變差，對油井的正常生產(chǎn)造成不利影響。

2 低滲油層超前注水開發(fā)對策

2.1優(yōu)化井網(wǎng)井距

確定合理井網(wǎng)密度的原則是既有較好的經(jīng)濟效益又能獲得較高的水驅控制程度。張烈輝等[22]利用數(shù)值模擬的方法，針對長慶油田B153區(qū)長63油藏的特定情況，比較了菱形反九點井網(wǎng)、方形反九點井網(wǎng)、反七點井網(wǎng)、五點井網(wǎng)4種方案的開發(fā)效果，認為初期采用方形反九點井網(wǎng)，后期調整為五點井網(wǎng)，其開發(fā)效果最佳[21]。馬福軍等[22]也運用數(shù)值模擬方法探討了超前注水開發(fā)新立油田新119區(qū)塊最佳布井方式和井距。在相同井網(wǎng)密度下，對比反七點法、反九點法及五點法布井方式下的采收率，優(yōu)選反九點法面積注水布井方式為最佳布井方式，并確定120m×500m菱形反九點面積注采方式為最佳開采方式。史成恩等[18]分別采用矩形、菱形反九點、正方形反九點3種開發(fā)井網(wǎng)方式，按照裂縫發(fā)育、較發(fā)育和不發(fā)育3種情況進行礦場試驗。針對裂縫不發(fā)育、注水后見水不很明顯的區(qū)塊，建議采用排距為300m×350m的正方形反九點井網(wǎng)注水，并且保證正方形井網(wǎng)的對角線方向與最大地應力方向平行；針對裂縫較發(fā)育的區(qū)塊，建議采用排距為450m×500m、井距為150m×180m的菱形反九點井網(wǎng)注水，并且保證菱形井網(wǎng)的長對角線與最大主應力方向平行；針對裂縫發(fā)育、儲集層物性差、最大主應力方位清楚的井區(qū)，建議采用排距為500m×550m、井距為130m×165m的矩形井網(wǎng)，并且保證井排方向與裂縫延伸方向平行，使中后期可形成排狀注水，促使裂縫側向的油井見效，從而提高水驅程度。此外，采用小井距開發(fā)低滲油田不僅在數(shù)值模擬和礦場試驗中取得良好效果，更在實際生產(chǎn)過程中得到驗證。如華北留路油田17斷塊經(jīng)過井網(wǎng)改造后，300m井距縮小為150～200m，日產(chǎn)油量由17m3增加到55m3，增產(chǎn)效果顯著[23]。吉林新民油田經(jīng)過井網(wǎng)改造后，300m井距縮小為150m，采收率由6.77%增加到35.08%，含水率由37.7%減小到35.8%[24]。大慶朝陽溝油田經(jīng)過經(jīng)網(wǎng)改造后，采油速度由0.74增大到1.8～2.1，效果顯著[5]。大港六拔油田經(jīng)過經(jīng)網(wǎng)改造，井網(wǎng)密度由7.5口/km2增加到15.7口/km2，采油速度由0.8增大到2.1，含水率由41.3%減小到32.8%，效果顯著[25]。

2.2壓裂工藝技術

壓裂工藝技術是低滲透油藏提高單井生產(chǎn)能力的有效方法。適用于低滲透油藏的壓裂技術包括限流法完井壓裂工藝技術、封隔器多層分層壓裂工藝技術、高能氣體壓裂和復合壓裂工藝技術。限流法完井壓裂工藝技術采取低密度射孔大排量施工，最先壓裂層吸收大量壓裂液，產(chǎn)生炮眼摩阻,大幅提高井底壓力,迫使后續(xù)注入的壓裂液分流,相繼壓裂鄰層[26]；封隔器多層分層壓裂工藝技術是讓壓裂液經(jīng)過導壓噴砂封隔器內的節(jié)流嘴，在管柱內外造成節(jié)流壓差，使上下封隔器坐封，隔離所要處理的層位進行壓裂，第一層壓裂完后，放掉油管壓力，上下封隔器自動解封，上提管柱進行另一層段的壓裂[27]；高能氣體壓裂是利用火藥的燃燒產(chǎn)生脈沖加載，并控制壓力上升速度，在井壁上形成徑向多裂縫體系來增加油氣產(chǎn)量[28]；復合壓裂工藝技術首先對預處理油層進行高能氣體壓裂，在近井地帶形成多條多向裂縫，然后進行水力壓裂，對已形成的裂縫進行擴展，并形成主裂縫。

針對壓裂液配方、用量，支撐劑材料、壓裂規(guī)模等方面，已經(jīng)形成一套比較完善的低滲透油田壓裂改造技術。如江漢油田進行壓裂改造后，王東8-14井壓裂前日產(chǎn)油量僅為1.8t，壓裂后日產(chǎn)油量增加14.8t，而黃22-46井、黃22-44井和黃斜22-35井壓裂前均不出油，壓裂后日產(chǎn)油量為分別13.4、14.6、20.1t,增產(chǎn)效果明顯[30]。馬西深層油藏實施54次壓裂，累計增油32.55×104t，平均單井增油1.12×104t[31]。大慶外圍榆樹林油田 75口井砂巖有效厚度為12.23m，壓裂后平均日產(chǎn)油11.0t，超過壓裂方案設計要求[32]。

3 結 語

我國低滲透油田數(shù)量眾多，油氣資源豐富，開發(fā)潛力巨大。由于目前低滲透油田的開發(fā)難度較大，因而進行技術改造和創(chuàng)新是低滲透油田增產(chǎn)增收的重要途徑。許多學者針對低滲透油田超前注水生產(chǎn)參數(shù)進行了研究，并提出了很多具有針對性的措施，取得了很好的開發(fā)效果。今后，應進一步加大低滲透油田超前注水開發(fā)的研究力度，為開發(fā)低滲透油田作出更大貢獻。

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2012-11-27

饒喜麗(1989-)，女，碩士生，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。

文守成(1972-)，男，博士，講師，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)方面的教學與研究工作；E-mail:123160051@qq.com。

TE357.6

A

1673-1409(2013)02-0096-03

[編輯] 李啟棟